До проведения внутритрубной диагностики выбор участка для капитального ремонта проводился на основе статистики аварий, результатов электрометрических испытаний, данных визуального контроля при проведении шлифования.
Ограниченность информации при таком выборе участка под ремонт не обеспечивала достоверность и не позволяла своевременно выявить участки трубопровода, нуждающиеся в ремонте в первую очередь. При проведении гидроиспытания на предмет обнаружения дефектов также, как и при ремонте участков необходимо было останавливать трубопровод на длительный период, а сброс воды после гидроиспытаний значительно ухудшал экологическую обстановку. К началу 90-х годов в связи с увеличением сроков эксплуатации традиционно применяемые средства и методы по предотвращению аварий и прямых потерь нефти исчерпали свои возможности, возникла необходимость поиска новых подходов к решению задачи обеспечения безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов, основанных на анализе их фактического технического состояния и обеспечивающих целенаправленное использование на выборочный ремонт с экономическим эффектом.
Применение подобного направления привело к созданию в 1991г. на базе АК “ Транснефть” дочернего предприятия по диагностике “Диаскан”.
1.1.Общие понятия и определения технической диагностики трубопроводов
Диагностирование – это направленное воздействие на объект или систему для сохранения, поддержания функционирования их количественных и качественных характеристик.
Качественные оценки предполагают проверку соответствия системы в целом общим принципом и ее отдельных подсистем, имеющимся частным рекомендациям.
Для количественных оценок определяют критерии эффективности как для всей системы, так и отдельных ее частей, сравнивают полученные критерии, а также различные варианты, рассчитанные с учетом полученных критериев с заданными значениями и находят рациональные показатели при едином экономическом критерии функционирования системы.
При диагностировании применяют параметрические и непараметрические методы контроля. Параметрические методы предусматривают первоначально контроль и оценку самих параметров во времени, определяется их изменение в процессе работы оборудования. По значениям комплекса контролируемых параметров принимают решение в системе диагностирования оборудования. При непараметрических методах контроля используют значения изменения выходных величин элемента или подсистемы (их статистические и динамические характеристики). Чаще всего применяют непрерывные функции или интегрально осредненные величины, куда явно или неявно входят значения параметров элемента или подсистемы.
При решении технической диагностики не только определяют техническое состояние объекта в данное время, но и прогнозируют его состояние на некоторое время вперед, что очень важно для определения структуры ремонтных циклов и интервалов между проверками оборудования, машин и механизмов. Для этого применяют интегральный подход, с помощью которого строятся математические модели, с помощью которых можно будет получить информацию об изменении параметров. Кроме того с помощью математических моделей, построенных с учетом эксплуатационных данных и соответствующих алгоритмов, находят рациональные способы воздействия на технологические процессы технического или экономического характера. При этом должно предусматриваться максимальное использование существующих организационных структур системы трубопроводного транспорта.
В настоящее время целый ряд технических и физических методов диагностики (акустические методы, методы использования магнитной памяти металла и др.) с тем или иным успехом используются при исследовании технического состояния тепловой сети. Технические данные, получаемые при диагностике тепловых сетей различными методами, подлежат качественной расшифровке и количественному анализу, в результате которого весь спектр обнаруженных потенциально опасных участков на исследуемом объекте должен классифицироваться по степени своей опасности для дальнейшей безопасной эксплуатации тепловых сетей.
ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно с научно-исследовательскими институтами и другими научными организациями проводятся работы по опытному применению известных и разработке новых технических методов диагностирования для практического применения в обследовании трубопроводов тепловых сетей.
Акустический метод. В период с 2005 - 2009 гг. диагностической организацией с использованием оборудования фирмы НПК «Вектор» (ныне данную технологию внедряет ООО «НПК «КУРС-ОТ») с помощью корреляционного анализатора шумов было обследовано более 50 км тепловых сетей (рис. 2).
Данный метод диагностики не требует отключения трубопровода. Существует возможность диагностировать за небольшое время подающий и обратный трубопроводы. В отчетах в наглядной форме представлена информация об участках с докритическим и критическим утонением стенок, причем по согласованию с нашей компанией под ними понимались соответственно значения 40-60% и менее 40% от номинальной толщины стенки металла трубопровода, что существенно отличается от допустимых для дальнейшей эксплуатации величин, указанных в РД 153-34.0-20.522-99. Критические участки в сумме составили в среднем около 12% всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. Докритические участки в сумме составили в среднем около 47% от всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. К примеру, на участке 100 м критических участков в среднем по результатам диагностики было выявлено общей протяженностью 12 м, а докритических - 47 м. В удовлетворительном состоянии - 41 м. Учитывая трудозатраты, эффективность данного метода диагностики можно считать высокой, т.к. без нарушения технологического режима, без вскрытия теплотрасс, при небольших объемах подготовительных работ продиагностированы десятки километров участков трубопроводов тепловых сетей. Следует отметить, что по результатам анализа диагностических данных, полученных при обследовании и при последующем вскрытии теплотрасс, подтвердилось, что данным методом лучше выявляются протяженные коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных повреждений в металле метод мало пригоден. По оценкам авторов, при повреждении (утонении стенок) протяженностью 1 м вероятность его обнаружения - 80%, а протяженностью 0,2 м - 60%. Строго говоря, с помощью данного акустического метода диагностики выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть обусловлены не утонением стенки трубы (являющимся одним из важных факторов при принятии решения о ремонте), а другими факторами, например, разрушением скользящих опор, температурными деформациями и напряжениями. Для подтверждения полученных по отчету результатов хотя бы только на критических участках пришлось бы вскрывать километры теплотрасс. Такая работа реально ведется только при аварийном устранении повреждений и при плановых реконструкциях. На основании статистической выборки порядок достоверности этого метода диагностики составляет около 40% по обобщенным данным специалистов службы диагностики ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» и подрядчика. По нашему мнению, данный метод не дает информацию о толщине стенки металла трубопровода, необходимую для принятия решения о ремонте и прогнозировании сроков дальнейшей эксплуатации.
Ультразвуковой метод. В период с 2005 по 2009 гг. диагностической организацией с использованием ультразвуковой системы Wavemaker проводились работы по диагностике тепловых сетей, было обследовано более 5 км тепловых сетей (рис. 3).
Данный метод диагностики не требует отключения трубопровода. На предварительно подготовленную поверхность, свободную от теплоизоляции, надевается надувное кольцо с преобразователями. Спиральная акустическая волна распространяется в обе стороны от кольца и по ее отражению от неоднородностей можно судить об изменении площади поперечного сечения металла. В процессе диагностики выявляются места с изменением площади поперечного сечения на 5% и более от номинальной толщины стенки металла трубопровода. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. До нас этот метод никогда не использовался для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Таким образом, при подземной прокладке можно использовать метод Wavemaker только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам, а также при шурфовках (плановых и аварийных). Самым большим достоинством метода является сравнительная быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства аварийных работ. Применение данного метода на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, самое главное, снятия теплоизоляции, площадью 300x300 мм, с последующим выполнением зачистки трубопровода и восстановлением разрушенной изоляции. В результате проведения диагностики из-за затухания акустической волны, создаваемой генератором, большие по длине участки трубопроводов оказываются не обследованными. После шурфовок и осмотров трубопроводов был сделан вывод, что достоверность метода составляет не более 50% и не дает полной информации о состоянии трубопровода и такой информации, как толщина стенки металла трубопровода, необходимой для принятия решения о ремонте и прогнозированию сроков дальнейшей эксплуатации.
Метод акустической эмиссии. В период с 2005-2008 гг. с использованием метода акустической эмиссии специализированной организацией проводились работы по диагностике тепловых сетей. Было обследовано более 2 км тепловых сетей (рис. 4).
Метод основан на принципе генерации (эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при постепенном ступенчатом повышении давления рабочей среды. При одном подъеме давления данным методом можно продиагностировать около 1000 м трубопровода.
Как показал опыт практического применения, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места. Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка, расстояние между соседними датчиками должно быть около 30 м. В местах установки датчиков металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7 см. Для проведения диагностических работ давление теплоносителя необходимо поднять не менее чем на 10% от эксплуатационного значения и затем в течение 10 минут произвести запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчете предоставляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от 1-го до 4-го класса). Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков.
Учитывая трудоемкость подготовительных работ для обследования данным методом подземного трубопровода, более целесообразным представляется его применение на участках надземной прокладки. Эффективность метода акустико-эмиссионного контроля можно условно оценить как среднюю. Достоверность результатов при диагностике методом акустической эмиссии участков оказалась, по нашей оценке, на уровне 40%. Данный метод не дает информацию о толщине стенки металла трубопровода, необходимую для принятия решения о его ремонте и прогнозирования сроков дальнейшей эксплуатации.
Описанные выше методы технического диагностирования не позволяют полностью осуществить техническую диагностику состояния подземных теплопроводов и выявить все участки, требующие ремонта, т.е. не позволяют полностью получить требуемую информацию о фактическом состоянии трубопроводов, что вызывает необходимость совершенствования этих методов, а также разработку новых инструментальных методов на основе современного развития технических средств.
Одним из примеров совершенствования существующих методов является работа, проводимая ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно со специализированными диагностическими организациями, по оценке состояния коррозионно-опасных зон с использованием программных комплексов для анализа статистической информации и результатов тепловизионной съемки, а также аппаратов, перемещаемых внутри трубы, которые оснащены телевизионной и ультразвуковой техникой.
Но прежде, чем говорить о разработанных модулях, предназначенных для проведения внутритрубной диагностики, остановимся на принципах формирования программ проведения данного вида диагностики.
Формирование программ диагностики и критерии выбора участка для проведения внутритрубной диагностики (ВТД). Выбор участков под обследование методом ВТД осуществляется специалистами службы диагностики с использованием географической информационно-аналитической системы «Теплосеть» (ГИАС «Теплосеть») и результатов обследования инфракрасной тепловизионной аэрофотосъемки, загружаемых в ГИАС «Теплосеть» (рис. 5).
Ввод паспортной информации о трубопроводах, а также информации, полученной в результате обследований дефектов, диагностики, коррозионных измерений, выполняется по определенному алгоритму в электронную схему тепловой сети. В нашем случае система мониторинга - это, по существу, программная оболочка на основе цифровой пространственной модели, позволяющая работать с информацией по всем базам данных, относящимся к тепловой сети, и представлять ее в виде, удобном для просмотра и восприятия. Рабочее название этой системы - ГИАС «Теплосеть» (подробнее см. статью И.Ю. Никольского на с. 19-24 - прим. ред.). В настоящее время система мониторинга позволяет рационально составлять программы как реконструкции, так и выборочного капитального ремонта с целью продления ресурса трубопровода до его вывода в реконструкцию и определяет участки для диагностики.
Критерии выбора участка для диагностики в ГИАС «Теплосеть»:
■ коэффициент удельной повреждаемости;
■ наличие внешних факторов, ускоряющих коррозионный износ;
■ технологическая значимость данного участка тепловой сети, которая напрямую связана с величиной прогнозируемого недоотпуска тепловой энергии при аварийном устранении повреждений в зимний период;
■ социальная значимость, определяемая тяжестью возможных социально-экономических последствий в случае повреждений;
■ результаты тепловизионной съемки и градиента температуры на участке.
Площадная аэрофотосъемка в ИК-диапазоне (рис. 6) выполняется с помощью тепловизора, в качестве транспортного средства используется вертолет Ми-8.
Отчетные материалы представляются в виде каталога температурных аномалий. В удобной для сравнения форме приводятся фрагменты карты расположения тепловых сетей, съемки в оптическом и инфракрасном диапазонах волн. Метод очень эффективен для планирования ремонтов, диагностики и выявления участков с повышенными тепловыми потерями. Съемка проводится весной (март - апрель) и осенью (октябрь - ноябрь), когда система отопления работает, но снега на земле нет. На обследование и получение результатов по всей территории г. Санкт-Петербурга уходит всего две недели. Данный метод позволяет не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие во времени такого рода изменений. По результатам тепловизионной съемки специалисты службы диагностики с целью определения причины аномалии (мест повышенных тепловых потерь) выполняют надземное обследование с использованием приборов корреляционной и акустической диагностики.
Диагностический модуль для внутритрубной диагностики Ду700-1400. В 2009 г. нашим предприятием совместно с диагностической организацией был опытно внедрен новый метод диагностики - внутритрубная диагностика (ВТД) с использованием телеуправляемого диагностического комплекса (ТДК) (рис. 7).
Созданный для внутритрубной диагностики телеуправляемый диагностический комплекс включает в себя взрывозащищенное средство доставки (внутритрубный дефектоскоп), на которое могут быть установлены различные сменные модули неразрушающего контроля: визуального и измерительного контроля (модуль ВИК), а также бесконтактного («сухого») ультразвукового контроля с применением электромагнитно-акустических преобразователей (ЭМАП) прямого и наклонного ввода УЗ-импульса (ЭМА-модуль).
Загрузка внутритрубного дефектоскопа с установленными диагностическими модулями производится через имеющиеся горловины теплофикационных камер и смотровых колодцев (люк - лазы Ду600), а при необходимости - в местах ремонта. Для подготовки места запуска внутритрубного дефектоскопа внутрь трубопровода осуществляется вырезка козырька размером 800x800 мм (рис. 8), в прилегающих камерах выполняется вырезка размером 200x200 мм для осуществления вентиляции диагностируемого участка трубопровода. Внутритрубный дефектоскоп может перемещаться как по горизонтальным трубопроводам Ду700-1400 со скоростью 50 мм/с, так и по наклонным и вертикально расположенным участкам Ду700-1000 со скоростью 25 мм/с, а также проходить крутозагнутые отводы и равнопроходные тройники. Внутритрубный дефектоскоп способен перемещаться внутри технологических трубопроводов на расстояние до 240 м от мест загрузки. Диагностическое и вспомогательное оборудование размещается в передвижной автолаборатории на базе автомобиля «Газель».
Использование ЭМАП позволяет проводить диагностику трубопроводов, в том числе диагностику объектов, имеющих загрязненную поверхность (ржавчина, коррозия и т.д.), без использования контактной жидкости, по неподготовленной поверхности, через воздушный зазор до 1,5 мм. Диапазон толщин стенок, доступных для контроля, находится в пределах 6-30 мм. Для проведения контроля ЭМАП располагаются диаметрально-противоположно в ЭМА-модуле, установленном на узел ротации внутритрубного дефектоскопа. Узел ротации обеспечивает поворот преобразователей по окружности трубопровода, а телескопические манипуляторы - выдвижение преобразователей до поверхности трубопровода для обеспечения постоянного воздушного зазора между контролируемой поверхностью и преобразователями. Внутритрубный дефектоскоп обеспечивает поступательное и спиральное перемещение модуля внутри трубопровода, за счет чего реализуются динамические режимы контроля - сплошное сканирование тела трубы или сканирование с заданным шагом от 10 до 200 мм.
Сплошной и пошаговый ЭМА-контроль осуществляется на прямолинейных участках трубопровода, а внутри отводов проводится измерение остаточной толщины стенки. Результаты внутритрубного сканирования с применением ВИК- и ЭМА-модулей выводятся на экраны мониторов принимающего и управляющего компьютеров (рис. 9), установленных в автолаборатории, с целью оценки контролером обнаруженных дефектов тела трубы.
С целью получения информации об остаточной толщине стенки трубы в потенциально опасных участках принято решение о дооснащении телеуправляемого диагностического комплекса модулем вихретокового контроля, который позволит определять утонения стенки в диапазоне 0,5-6 мм на корродированных поверхностях.
Для обеспечения полноценного контроля технического состояния трубопроводов теплосетей в 2010-2011 гг. была выполнена следующая модернизация:
■ усовершенствована конструкция для обеспечения функционирования ТДК в условиях повышенной влажности (до 100%), а также в частично погруженном в воду состоянии;
■ дооснащен ТДК модулем вихретокового контроля для определения остаточной толщины на участках коррозионного поражения трубопроводов в диапазоне 0,5-6,0 мм;
■ разработан новый сканер для перемещения ЭМАП вдоль оси трубопровода с обеспечением производительности контроля не менее 10 м/ч;
■ доработан ЭМАП для обеспечения контроля в условиях состояния внутренних поверхностей, специфичных для трубопроводов тепловых сетей;
■ разработано специализированное программное обеспечение, обеспечивающее архивирование и отображение результатов контроля в реальном времени.
Основным критерием, учитываемым при принятии решения по замене трубопровода, являлась информация о фактической толщине стенки металла трубопровода, необходимая для расчета на прочность и наработки на отказ трубопровода тепловой сети. В программу немедленного аварийного ремонта включались участки с утонением толщины металла от 40% и более, участки с утонением металла от 20 до 40% планируются к замене в последующие периоды.
В 2009 г. выполнена диагностика 800 пм, обнаружено 24 потенциально опасных участка, заменено 11 п м подающего трубопровода.
В 2010 г. выполнена диагностика 1400 пм, обнаружено 33 потенциально опасных участка, заменено 106 п м подающего трубопровода.
В 2011 г. выполнена диагностика 2700 пм, обнаружено 52 потенциально опасных участка, заменено - 240 п м подающего трубопровода.
Диагностический модуль для внутритрубной диагностики Ду 300-600 . Учитывая технологическую потребность в диагностике трубопроводов диаметром от 300 до 600 мм ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно с диагностическими организациями продолжило разработку аппаратов, погружаемых внутрь трубопровода и позволяющих определить фактическую толщину стенки металла трубопровода, оснащенных телевизионной и ультразвуковой техникой.
В 2011 г. впервые был применен диагностический модуль, позволяющий диагностировать трубопроводы диаметром Ду300-600, который разрабатывался подрядной организацией в тесном контакте с ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» (рис. 10).
Данный модуль представляет из себя электромеханическую каретку с приводом на задние колеса. Максимальная дальность доставки видео- и ультразвукового оборудования ограничивается тяговым усилием двигателя каретки и составляет 130 м. Измерительное оборудование установлено в головной части робота, представляющее собой конструктивный элемент с возможностями производить вращательные движения вокруг своей оси на 180 О по часовой и против часовой стрелки за счет установленного в роботе электромеханического привода (рис. 11). Пневматические болгарки имеют круги лепесткового типа, используемые для зачистки внутренней поверхности трубопровода от коррозии. Воздух на пневмоинструмент подается через пневмопредохранители по пневмотрубкам высокого давления от автономного бензинового компрессора. Толщинометрия производится посредством двух толщиномеров, установленных в корпус каретки робота. Датчики толщиномеров выведены на голову робота и расположены на одной оси с зачистными пневмоболгарками. В качестве контактной жидкости между датчиками и поверхностью металла используется вода, подающаяся через электроклапан по пневмотрубке при помощи водяного насоса. Выдвижение пневмоболгарок и плотное прилегание датчиков толщиномеров к контролируемому участку стенки трубы осуществляется при помощи пневмоцилиндров.
Загрузка внутритрубного дефектоскопа с установленными диагностическими модулями производится через шурфы (рис. 12), габаритные размеры оборудования в настоящее время не позволяют осуществлять его загрузку через люк - лазы Ду600. Для подготовки места запуска внутритрубного дефектоскопа внутрь трубопровода осуществляется вырезка металла трубопровода в верхней части в месте шурфовки длиной не менее 1,2 м и шириной 0,5Ду трубопровода, а в прилегающих камерах выполняется вырезка размером 200x200 мм для осуществления вентиляции диагностируемого участка трубопровода. Внутритрубный аппарат может перемещаться только горизонтально, скорость контроля более 100 мм/с.
Диагностическое и вспомогательное оборудование размещается в передвижной автолаборатории на базе автомобиля «Газель». Управление внутритрубным дефектоскопом осуществляется через ноутбук с помощью специализированной программы. Контроль осуществляется с заданным шагом 100 мм. Результаты внутритрубного сканирования с применением визуально измерительного контроля и выполнением ультразвуковой толщинометрии выводятся на экраны монитора принимающего и управляющего компьютера, с целью оценки контролером повреждений, обнаруженных в результате контроля (рис. 13).
С целью адаптации существующего дефектоскопа и обеспечения полноценного контроля технического состояния трубопроводов теплосетей в 2011 г. была выполнена следующая модернизация:
■ установлена на ультразвуковой датчик демпферная подушка, обеспечивающая более ровный контакт поверхности стенки металла трубопровода и ультразвукового датчика;
■ для повышения надежности передачи данных о толщине стенки металла обследованного трубопровода заменена технология передачи информации по протоколу Ethernet между внутритрубным дефектоскопом и оператором на протокол Com.
В 2011 г общая протяженность продиагностированных участков составила 1665 п м, заменено 132 п м подающего трубопровода. Оперативно до возникновения повреждения устранено более 30 потенциально опасных участков тепловых сетей и два перекоса сильфонных компенсаторов, обнаруженных по результатам ВИК.
Достоинства внутритрубной диагностики с применением телеуправляемого диагностического комплекса следующие.
1. Отображение результатов диагностики (в первую очередь, фактической толщины стенки) в режиме реального времени и обеспечение их архивирования.
2. Получение достоверной информации о реальной геометрии трубопровода, фактическом расположении сварных соединений, а также о состоянии внутреннего пространства трубопровода.
3. Значительное сокращение объема земляных и подготовительных работ для проведения контроля трубопровода снаружи по сравнению с шурфовочными работами.
4. Применение различных модулей неразрушающего контроля при проведении ВТД позволяет выявлять:
■ поверхностные дефекты сварных соединений (непровары, подрезы, утяжины и т.д.);
■ вмятины, посторонние предметы, загрязнения во внутритрубном пространстве;
■ внутренние дефекты тела трубы (расслоения, неметаллические включения);
■ участки наружной поверхности трубопровода со сплошной и язвенной коррозией, забоины и пр.;
■ трещиноподобные дефекты, ориентированные вдоль оси трубопровода;
■ толщину стенки трубы.
Ограничения внутритрубной диагностики. Опыт работы показал ряд существенных отличий внутреннего состояния трубопроводов теплосетей от газопроводов, что внесло свои коррективы в сложившуюся методику проведения контроля трубопроводов тепловых сетей, они следующие.
1. Наличие твердых коррозионных отложений (рис. 14), недемонтированных врезок временного трубопровода (рис. 15), деформации сильфонных компенсаторов (рис. 16), не позволяющие проводить ЭМА и УЗК-контроль в динамическом режиме (а также ВИК кольцевых сварных швов).
2. Двухстороннее коррозионное повреждение тела трубы (наружная и внутренняя поверхность), вызывающее нестабильный акустический контакт.
3. Значительная температура и влажность внутри трубопровода, что требует проведения серьезных подготовительных работ перед началом диагностики.
В этой связи на трубопроводах проводилось внутритрубное обследование с выявлением вмятин, посторонних предметов, загрязнений во внутритрубном пространстве, а также УЗТ и ЭМА-толщинометрия в статическом режиме. В плоскости сечения трубопровода замеры толщины выполнялись через каждые 60 О (2 часа) по окружности и с шагом 100 мм вдоль оси трубы, по результатам замеров строилась толщинограмма по каждой проконтролированной трубе.
1. Выполнение ВТД и проведение ремонтных работ по результатам диагностики позволили в значительной мере повысить эксплуатационную надежность трубопроводов ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга».
2. Применение ВТД обеспечивает выявление мест коррозионных повреждений без предварительной подготовки поверхности в диапазоне от 3 мм и выше.
3. В целях совершенствования внутритрубной диагностики и ее широкого применения необходима следующая доработка оборудования ВТД:
■ доработка существующих образцов внутритрубных дефектоскопов с целью их адаптации для контроля трубопроводов тепловых сетей с повышенной влажностью внутри трубопровода и высокой температурой до 60 О С;
■ разработка дополнительных методов зачистки, таких как гидродинамическая очистка трубопроводов и др.;
■ уменьшение габаритов модулей и осуществление возможности прохода нескольких углов поворота трубопроводов (более 2-х на одном участке тепловой сети);
■ увеличение расстояния перемещения от места загрузки до 500 м.
Заключение
Подводя итог, следует отметить, что на сегодняшний день существующие методы внутритрубной диагностики не способны дать 100% представления о фактическом состоянии трубопровода и его рабочем ресурсе. Необходимо выполнять комплекс диагностических мероприятий с использованием целого ряда других видов неразрушающего контроля (инфракрасная диагностика, акустическая и корреляционная диагностика и т.д.). Достоверность имеющихся методов внутритрубной диагностики находится на уровне - 75 - 80%, которая в 1,5-2 раза выше, чем достоверность других методов неразрушающего контроля, дающих информацию о состоянии металла трубопровода и используемых ранее в ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга». Благодаря совершенствованию метода внутритрубной диагностики и модулей неразрушающего контроля, а также разработке новых инструментальных методов контроля трубопроводов на основе современного развития технических средств, станет возможным заменить гидравлические испытания на диагностику трубопроводов тепловой сети неразрушающими методами контроля.
В связи с этим необходимо продолжать работы по совершенствованию используемых методов внутритрубной диагностики, модернизировать оборудование, снижать себестоимость, увеличивать объемы диагностических работ.
Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов
2. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов
Внутритрубная дефектоскопия зарекомендовала себя как наиболее информативный метод и по существу является основным при диагностике линейной части газопроводов. Многолетний опыт работы по внутритрубной дефектоскопии на трубопроводах позволил сформулировать основные критерии выбора метода внутритрубной инспекции для различных трубопроводов.
Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обследование следует проводить исходя из технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.
Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.
Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:
дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;
дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;
поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.
Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:
Пропуск скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами, для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода;
Пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;
Пропуск профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5-7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа;
Пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;
Пропуск дефектоскопа. Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5-2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации. Перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.
Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов
Техническое диагностирование трубопровода - определение технического состояния трубопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния...
Динамометрирование скважинной штанговой насосной установки
В ПО "DinamoGraph" используются следующие алгоритмы (разработка ООО НПП "ГРАНТ"): - расчета периода и начала динамограммы, позволяющие автоматизировать обработку данных...
Капитальный ремонт линейной части магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород с заменой трубы
На каждый газопровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает: Рисунок 1...
Методы диагностики тягового электродвигателя (ТЭД)
Методы оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов
При вполне удовлетворительном техническом состоянии агрегата и его опорных узлов необходимо иметь сведения об интенсивности и характере износа поверхностей трения...
Моделирование неисправностей шарикоподшипников качения на примере двухрядного сферического подшипника
Подшипник качения является самым распространенным и наиболее уязвимым элементом любого роторного механизма...
Основные этапы монтажа аппаратуры автоматического регулирования и управления
Приводы путевых машин
Испытание проводится в рабочем режиме для каждого контура. Присутствует напряжение на соленоидах распределителя Р и клапана КП. Шток Ц полностью выдвинут...
Приводы путевых машин
Испытание проводится в режиме холостого хода для каждого насоса. КП находится в режиме переливного. Напряжение на соленоидах распределителей и клапанов отсутствует. Вторичная защита отключена. ГТ установлен в напорной линии насоса перед КП...
Приводы путевых машин
Испытание ГЦ осуществляется в рабочем режиме. Производится переключение Р1 или Р2 во все рабочие позиции и втягивание/выдвижение штоков цилиндров на полный ход. Вторичная защита отключена...
Приводы путевых машин
Испытание гидромотора производится в рабочем режиме путем установки гидротестера в линии после распределителя. Распределитель переведен в рабочую позицию. КП первичной защиты работает в режиме предохранительного, вторичная защита отключена...
Проектирование цеха роликовых подшипников
Большое количество роликовых подшипников, находящихся в эксплуатации, выдвигает повышенные требования к надежности их работы в буксовых узлах колесных пар...
Развитие теоретических принципов технической диагностики
С начала 1970-х годов проблеме диагностики и изоляции отказов динамических процессов стали уделять все большее внимание. Было изучено и разработано большое количество методологий основанных на физической и аналитической избыточности...
Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах
Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие стенке трубопровода. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри трубопровода...
Современные технологии ремонта оборудования производства на базе аутсорсинга
Диагностика осуществляется с помощью специальных систем мониторинга и диагностических устройств...
Читайте также:
|
Для обследования трубопроводов большой протяженности без выведения их эксплуатации применяются внутритрубные снаряды, осуществляющие профилеметрию и дефектоскопию. Внутритрубная дефектоскопия осуществляется путем сканирования внутренней поверхности трубопровода внутритрубными приборами-дефектоскопами. Дефектоскопы вводятся через специально сооружаемые камеры ввода-вывода, перемещаются по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта и проводят сплошной контроль трубопровода (100%).
Внутритрубные снаряды представляют собой механическое транспортное устройство с размещенными на нем датчиками, системами сбора, обработки и хранения информации, источником питания.
Последовательность работ по внутритрубной диагностике:
Пропуск скребка-калибра (типа СКК) для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера;
Пропуск снаряда-шаблона (типа СНШ) для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами и измерения самого минимального внутреннего сечения трубопровода на данном участке;
Пропуск профилемера для контроля проходного сечения трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа и определения вмятин и гофр в трубопроводах – одноканальные профилемеры типа КЛП, ПРМ; многоканальные профилемеры с навигационной системой предназначены для обследования трубопроводов с целью сбора информации о поперечном сечении трубопроводов, дефектах геометрии его стенок и их координатах, а также о вертикальном и горизонтальном профиле залегания трубопроводов (типа ПРН);
Пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от асфальтенопарафинистых веществ, удаления посторонних предметов и продуктов коррозии (типа СКР4);
Пропуск дефектоскопа.
Для проведения внутритрубной диагностики магистральный трубопровод должен отвечать определенным требованиям:
Все соединительные элементы и запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с трубопроводом;
Каждый участок диагностируемого магистрального трубопровода (в том числе лупинги резервные нитки подводных переходов) должен быть оборудован камерами пуска, приема и очистки ВИП.
Используя внутритрубные снаряды, реализуется 4-х уровневая система диагностирования. Определяются следующие виды дефектов:
Дефекты геометрии трубопровода (вмятины, гофры, овальности поперечного сечения), приводящих к уменьшению проходного сечения;
Дефекты потери металла, уменьшающие толщину стенки трубопровода (коррозионные язвы, царапины, вырывы металла и т.п.), расслоения включения;
Поперечные трещины в теле трубы, поперечные трещины и трещиноподобные дефекты в кольцевых сварных швах;
Продольные трещины в теле трубы, продольные трещины и трещиноподобные дефекты в продольных сварных швах.
6. Профилеметрия. Основные элементы профилемера, их назначение .
Для обнаружения дефектов геометрии трубопровода – вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения используется электронномеханический способ измерений, применяемый в приборах – внутритрубных профилемерах. Профилемеры оборудованы множеством щупов, которые касаются внутренней поверхности трубы и отслеживают ее геометрию. Перемещения всех щупов преобразуются в электрический сигнал, который после обработки регистрируется в запоминающем устройстве.
Минимальное проходное сечение трубопроводы, необходимое для пропуска профилемера – 70%.
Минимальный радиус отвода, преодолеваемый прибором (цельнотянутые колена) 1,5Dн при повороте на 90º.
Профилемер перемещается по трубопроводу с потоком перекачиваемой среды. При перемещении происходит сбор информации о состоянии внутреннего профиля стенок трубопровода, а также параметров движения.
Внутритрубный профилемер состоит из двух секций - стальных герметичных корпусов, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней части первой секции установлены манжеты- для центрирования и приведения в движение прибора в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции предотвращает застревание прибора в трубах,. В носовой части первой секции установлен бампер, под решеткой которого находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, размещены одометрические колеса, предназначенные для измерения пройденного расстояния.
1, 5 – передний и задний бамперы, 2 – коническая манжета; 3 – одометры; 4 – блок потенциометров; 6 – спайдер; 7 – карданный узел с измерителем поворота; 8 – манжеты; 9 – маркерный приемопередатчик.
В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе.Приемопередатчики и наземные приборы сопровождения служат для контроля за движением снаряда. Приборы сопровождения - локаторы и маркерные передатчики. Приёмопередатчики инспекционных снарядов генерируют низкочастотные электромагнитные сигналы, которые улавливаются антенной локаторного приемника на поверхности. Маркерные передатчики, сигналы которых улавливаются приемниками снарядов, необходимы для привязки диагностической информации к конкретным (контрольным) точкам трассы нефтепровода и для поправки одометрической информации о пройденном расстоянии.
На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый «спайдер») для измерения проходного сечения и других геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера прижимаются к внутренней поверхности трубы и при движении профилемера Это движение передается на движок потенциометра, что вызывает изменение сигнала. Он преобразуется в цифровую форму и записывается в память профилемера.
За один прогон прибора может быть обследован участок трубопровода для ной от 300 до 350 км.
В запоминающем устройстве профилемера идет одновременная регистрация и хранение пяти параметров:
1. данных спайдера (вмятины, гофры);
2. угла поворота (ориентация дефекта по периметру трубы);
3. сигналов одометра (дистанция в метрах от камеры пуска);
4. маркерных передатчиков (для поправки одометрической информации);
5. временные отметки (дата и время обнаружения дефекта).
Чувствительность измерительной системы прибора - ± 2 мм.
Точность измерения глубины вмятин на прямых участках – (0,4 – 0,6)% относительно внешнего диаметра трубы – минимальный размер 5,0 мм.
Точность определения профилемером месторасположения зафиксированных дефектов, при условии использования одометра, маркеров и информации о поперечных сварных швах, составляет 0,3 м.
Профилемеры также используют для оценки качества строительно-монтажных работ до введения нефтепроводов в эксплуатацию. Пропуск профилемера производится по сформированным в протяженные участки трубопроводам, уложенные в траншеи и засыпанные грунтом. Трубопровод при этом оборудуют временными или постоянными камерами пуска и приема средств очистки и диагностики.
Внутритрубная профилеметрия на стадии строительно-монтажных работ осуществляется на переходах через водные преграды вне зависимости от их протяженности и на участках линейной части протяженностью от 1 км до 40 км. Контроль геометрических параметров участков протяженностью менее 1 км производит служба технадзора после укладки трубопроводов в траншею перед его засыпкой.
Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в диагностике стенок трубопроводов. Способ внутритрубной диагностики включает определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производится исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого совмещаются с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Техническим результатом изобретения является повышение надежности внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения длины трещины и возможность диагностирования, в частности, паутиной и многоканальной коррозии и длинношовного усталостного растрескивания, питтинга.
Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в диагностике стенок трубопроводов. Известен способ магнитооптической дефектоскопии, заключающийся в нахождении трещин в ферромагнитном материале с помощью устройства, состоящего из источника поляризованного света, формирователя светового пучка, пленки магнитооптического материала с защитным покрытием, анализатора, оптической системы формирования изображения дефектов, расположенных последовательно по ходу светового пучка, источника постоянного магнитного поля для возбуждения магнитного потока в исследуемом образце параллельно плоскости магнитооптического материала, полюса источника магнитного поля расположены симметрично с двух сторон относительно магнитооптического материала (Вилесов Ю.Ф, Вишневский В. Г. , Грошенко Н.А. Устройство для визуализации и топографирования магнитных полей. ИЛ 38-98, Крымский ЦНТИ, 1998). Устройство позволяет визуализировать скрытые дефекты в ферромагнитных материалах. Для этого в исследуемом образце создается магнитный поток. На дефектах исследуемого образца, например в трещинах в его объеме, образуются магнитные заряды, которые создают поле рассеяния, перпендикулярное поверхности образца. Поля рассеяния индуцируют в магнитооптическом материале структуру намагниченности, перпендикулярную ее поверхности, которая визуализируется за счет эффекта Фарадея. Скрытые дефекты ферромагнетика проявляются и наблюдаются в виде соседствующих темной и светлой областей. Недостатком способа является невозможность точного определения глубины дефекта. Магнитооптическим способом формируется детальное "плоское" изображение дефекта, но его глубина определяется с меньшей точностью. Дефекты, имеющие равные размеры, но расположенные на разной глубине, имеют различную яркость изображения. И наоборот, дефекты, видимые как равной интенсивности, могут иметь разную глубину. Поэтому затруднено точное определение степени опасности выявленного дефекта и эксплуатационной пригодности исследуемой части трубопровода. Известен также способ внутритрубной диагностики, включающий ультразвуковое сканирование стенки трубопровода, и исследование по истечениям магнитного потока (К.В. Черняев Анализ возможностей внутритрубных снарядов различных типов по обнаружению дефектов трубопроводов. //Трубопроводный транспорт нефти. 4, 1991. С.27-33.). В способе производят последовательное исследование трубопровода ультразвуковым и магнитным методом, сопоставляют результаты обследований, определяют дефекты, препятствующие возможности дальнейшей эксплуатации участка трубопровода. Недостатком способа является ограниченная разрешающая способность, уменьшающая точность определения параметров дефектов и не позволяющая диагностировать, в частности, паутинную и многоканальную коррозию и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитную проникающую коррозию, питтинги. Низкая точность определения длины трещины снижает надежность внутритрубной диагностики. В основу изобретения поставлена задача усовершенствовать способ внутритрубной диагностики путем повышения надежности диагностики за счет увеличения точности определения параметров дефектов и расширения спектра регистрируемых дефектов. Поставленная задача решается тем, что в способе внутритрубной диагностики, включающем определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, сопоставление результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производится исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого сопоставляются с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Магнитооптическим способом хорошо обнаруживаются дефекты с малыми геометрическими размерами, например паутинная и многоканальная коррозия и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитная проникающая коррозия, питтинги. За счет более высокого разрешения повышается точность определения длины обнаруженных трещин в стенке трубопровода и формируется детальное, с высоким разрешением, "плоское" изображение дефекта. Каждый из способов внутритрубной диагностики по отдельности хорошо регистрирует отдельные типы дефектов и неудовлетворительно другие типы дефектов. Наиболее качественное, с высоким разрешением, изображение дефекта формируется магнитооптическим способом. Однако глубина дефекта магнитооптическим способом определяется с ограниченной точностью. Сопоставление магнитооптического способа с акустическим и методом магнитных истечений позволяет преобразовать "плоское" изображение дефекта в "объемное". Акустооптический способ диагностики формирует "глубину" магнитооптического изображения дефекта. Совмещение трех типов диагностики позволяет как расширить спектр диагностируемых дефектов, так и повысить достоверность диагностики за счет сопоставления независимых результатов измерения. Способ реализуется следующим образом. Производится очистка внутренней поверхности трубопровода от грязи и ржавчины. Далее последовательно производят внутритрубную диагностику ультразвуковым и магнитным методами. Определяются дефекты, допускающие дальнейшую эксплуатацию, дефекты, не допускающие эксплуатацию трубопровода без проведения ремонтных работ, и дефекты, идентификация которых затруднена. После чего производится исследование неидентифицированных дефектов магнитооптическим способом диагностики. Если трещина в металле развивается, то ее концы имеют меньшую ширину, чем центральная часть, и не обнаруживаются способом-прототипом. Причем узкая часть трещины может иметь длину, превышающую продиагностированную способом-прототипом, и зафиксированную как допускающую процесс дальнейшей эксплуатации. Кроме того, несколько относительно мелких дефектов (допускающих по отдельности эксплуатацию трубопровода) могут быть связаны между собой трещинами в единый большой дефект, но способом-прототипом этот дефект не диагностируется вследствие малого пространственного разрешения. Дополнительное магнитооптическое исследование устраняет неточность определения длины трещины и повышает надежность диагностики. Пример. Дефект, обнаруженный ультразвуковым методом и методом магнитных истечений, дополнительно подвергается исследованию магнитооптическим методом. Для этого в исследуемом образце создается магнитный поток и производится визуализация полей рассеяния дефектов. На дефектах в стенках трубопровода, например трещинах, образуются магнитные заряды, которые создают поля рассеяния, силовые линии которых выходят из образца и наводят в магнитооптическом материале визуализатора структуру намагниченности, перпендикулярную ее поверхности. Геометрия структуры намагниченности, перпендикулярной поверхности магнитооптического материала, совпадает с геометрией дефектов. Освещают пленку магнитооптического материала поляризованным светом. Свет, отраженный от участков магнитооптического материала, соответствующих бездефектным областям исследуемого образца, гасится. Свет, прошедший через участки магнитооптического материала, содержащие перпендикулярную поверхности структуру намагниченности, изменит вследствие эффекта Фарадея ориентацию плоскости поляризации на ортогональную первоначальной и будет зарегистрирован. Сформируется изображение бездефектной области в виде темного поля и дефектов в виде светлых участков. Геометрические размеры и формы светлого участка на изображении воспроизводят геометрические размеры и форму дефекта в исследуемом образце, что позволяет дополнить картину изображения дефекта, полученного ультразвуковым способом и способом магнитных истечений новыми деталями и, соответственно, более точно определить параметры дефекта и эксплуатационную пригодность данного участка трубопровода. При наличии трещин в стенках трубопровода, отходящих от обнаруженного способом-прототипом дефекта, или связи между несколькими дефектами через трещины, не обнаруживаемые способом-прототипом, заявляемый способ позволяет более точно определить истинные диагностируемые параметры трубопровода. Точность определения параметров дефекта определяется периодом доменной структуры магнитооптического материала и разрешающей способностью оптики. Характерные размеры периода доменной структуры лежат в диапазоне 5 - 50 мкм. Соответственно магнитооптический метод позволяет обнаруживать дефекты с минимальными размерами порядка 10 - 100 мкм, что значительно превышает разрешающую способность заявляемого способа по сравнению со способом-прототипом. Более высокая разрешающая способность магнитооптического метода повышает точность определения параметров дефекта, например длины трещины и позволяет повысить надежность диагностики. Заявляемый способ позволяет повысить надежность внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения параметров дефекта, например длины трещины, и позволяет диагностировать, в частности, паутинную и многоканальную коррозию и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитную проникающую коррозию, питтинги. Более точная диагностик позволяет сократить расходы на обслуживание трубопровода и определение параметров дефекта визуальными методами. Дополнительная магнитооптическая диагностика трубопровода незначительно увеличит эксплуатационные расходы на диагностику, так как производится после ультразвуковой и методом магнитных истечений, и только тех дефектов, которые являются потенциально опасными для продолжения эксплуатации трубопровода.
Формула изобретения
Способ внутритрубной диагностики, включающий определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение и результатов исследований в процессе анализа полученных данных, отличающийся тем, что дополнительно производят исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого сопоставляют с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений.
Похожие патенты:
Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для контроля движения очистных и диагностических объектов в трубопроводах в потоке перекачиваемого продукта, например скребков, разделителей, контейнеров, дефектоскопов и т.д
Изобретение относится к защитным устройствам, предотвращающим большие потери рабочей среды при разрушении трубопроводов (внезапной разгерметизации), и может быть использовано в гидро- и пневмосистемах в качестве пассивной защиты, перекрывающей расход рабочей среды в замкнутом контуре при аварийной ситуации, в частности для отсечения разгерметизированной части контура охлаждения ядерного реактора корпусного типа и предотвращения опорожнения (обезвоживания) активной зоны
Документы
